20 janvier 2022
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Pourquoi la baisse de la fiscalité ne favorise que les gisements existants (II) 

Il est question, laissent entendre certains indiscrétions, que Sonatrach et ENI envisagent même de convertir un contrat de l’ancienne loi 13-01 à la nouvelle loi probablement pour bénéficier de cette baisse de la fiscalité offerte par la nouvelle loi 19-13 sur les hydrocarbures. Si cette intention se confirme, elle fera boule de neige chez les autres partenaires, et ils sont nombreux.    

Evolution des contrats pétroliers et gaziers dans le monde  

Historiquement, les contrats ont connu une évolution importante depuis leur avènement. Profit oïl, royalties, bonus etc.  Les sources de revenus de l’Etat depuis ces dernières décennies,  a vu apparaître de nombreuses interrogations sur la part de la rente pétrolière qui reviendrait aux producteurs notamment dont cette rente leur sert au développement de l’économie de leurs pays respectifs. Celle-ci n’est cependant pas aisée à déterminer. De nombreux paramètres doivent être pris en compte pour son évaluation. Pris un par un, ils peuvent mener à des conclusions hâtives. Un gisement de pétrole a une durée de vie qui peut aller jusqu’à 2 à 3 dizaines d’années. Le calcul des gains pour le pays producteur doit en tenir compte.

Or, dans l’état actuel des choses, et comme cela a été affirmé précédemment, les inconnues sont encore nombreuses. En effet, la durée de vie d’un gisement dépend entre autres de ses quantités récupérables, des méthodes utilisées pour les extraire et du rythme adopté pour la production. Ces éléments ne seront disponibles que lorsque les géologues et les ingénieurs auront une meilleure connaissance du réservoir et auront modélisé son comportement.

Pourquoi la baisse de la fiscalité ne favorise que les gisements existants (I) 

En attendant de pouvoir disposer de données plausibles, il serait intéressant d’examiner les types de contrat actuellement en vigueur de par le monde .Comme tout contrat, celui pétrolier définit le cadre de la relation entre les parties impliquées: la compagnie exploratrice d’une part et l’état propriétaire du sous-sol d’autre part.

Chacun des protagonistes a des intérêts à défendre et des objectifs à atteindre. . D’abord le retour sur investissement Si ceux-ci peuvent être contradictoires, il ne faut pas oublier qu’il s’agit d’une relation à long terme qui peut durer 2 à 3  dizaines d’années et que par conséquent, les deux parties ne doivent pas se sentir lésées.

Les négociations doivent donc mener à ce que l’on appelle un accord win-win, où tout le monde trouve son compte. En s’engageant dans un projet d’exploration, la compagnie espère faire un bon investissement. Elle engage des sommes importantes et ambitionne d’en tirer une rentabilité suffisante. Le niveau de rentabilité recherché dépend fortement du type de compagnie. Dans le cas d’un major (Shell, BP, ExxonMobil), le taux de rentabilité espéré doit être au moins égal aux autres opportunités d’investissement dont elle dispose (autres zones d’exploration, achats de gisements prêts à développer, prise d’intérêt dans d’autres projets d’exploration).

On peut comparer ce comportement à celui d’un investisseur sur les marchés financiers qui étudie des actions pour déterminer quel est le meilleur placement ou celui d’un capital-risqueur qui cherche à miser sur la start-up Internet la plus prometteuse. Pour ces deux types d’investisseurs, la fiscalité en vigueur sur le marché sur lequel ils pensent investir est déterminante pour leur choix.

Ce sera aussi le cas de la compagnie pétrolière. Compte tenu du niveau de l’investissement, la compagnie recherchera également des conditions qui lui permettront de récupérer au plus vite sa mise en concession et en partage de production Les contrats pétroliers ont connu une évolution importante depuis leur avènement. Le premier type de contrats signés entre gouvernements et compagnies pétrolières a été le contrat classique de la concession ou «Tax Royalty Contract«.

En 1966, le gouvernement indonésien introduit un nouveau type de contrat, celui du partage de production ou «Production Sharing Contract« plus connu sous son abréviation «PSC«. Bien que ce dernier soit plus intéressant pour les Etats, la concession reste encore aujourd’hui largement utilisée. Elle a cependant connu une évolution et des aménagements significatifs. Il existe deux autres types de contrats, beaucoup moins utilisés: les contrats de services à risque et ceux sans risque. Dans les deux cas, la compagnie fournit un service contre rémunération.

Dans le premier cas, elle engage des sommes dans l’exploration et sera rémunérée en conséquence, on se rapproche alors d’un PSC. Dans le deuxième cas, c’est l’Etat qui finance l’ensemble des opérations d’exploration puis de développement et d’exploitation. Ce dernier type de contrat est principalement utilisé dans les pays dont l’industrie pétrolière est nationalisée.

Le principe de la concession repose sur l’octroi à la compagnie pétrolière d’un titre minier qui lui permette dans un premier temps d’explorer, puis en cas de découverte commerciale exploiter le gisement (les permis d’explorer et exploiter sont souvent séparés).

Le contrat basé sur la législation en vigueur dans certains pays fixe entre autres paramètres, le taux de prélèvement par l’état d’une fraction de la rente pétrolière (royalties). Par rente pétrolière, on entend le prix de la production auquel on déduit le coût technique de l’extraction. L’ensemble des quantités produites est propriété de la compagnie, à l’exception des royalties à verser à l’Etat.

Il faut préciser cependant, que la compagnie est tenue d’alimenter en priorité le marché national. Les royalties ont longtemps varié entre 12,5 et 20% et sont généralement prélevées en nature. Aujourd’hui, les concessions utilisent de plus en plus des taux de royalties variables. Les paramètres considérés sont souvent la production (journalière ou cumulée), l’emplacement (onshore, offshore, offshore profond) ou d’autres critères comme la productivité du puits.

Ces mesures tiennent compte du fait que les gisements sont très variables les uns des autres et ne peuvent avoir la même rentabilité. Les taux de royalties constatés depuis quelques années varient de 5 à 15%. Outre ces taux, les négociations permettent de figer d’autres éléments comme la base de calcul des royalties (lieu de valorisation, prix de base), les modalités de paiement et leur fiscalité.

Dans le cadre d’un PSC, la compagnie pétrolière n’intervient qu’en tant que contacteur (prestataire de service). Elle ne dispose pas de titre minier mais est mandatée par l’Etat pour effectuer la recherche d’hydrocarbures. La totalité de la production est propriété de l’Etat. Le PSC a été adopté par de très nombreux pays en voie de développement. Cette tendance, très politique, leur a permis de disposer de plus de contrôle et d’être plus impliqués dans la production des hydrocarbures.

Si la totalité revient à l’Etat, une part de la production appelée «cost oïl« sert à rembourser les frais engagés par la compagnie. Le cost oïl ne peut pas dépasser un certain niveau de la production. Pendant très longtemps, il était fixé à 40%. La compagnie devait donc attendre plusieurs années avant d’amortir l’ensemble des coûts engagés.

Certains pays, dans un souci d’encourager l’exploration ont relevé le taux du cost oïl (jusqu’à 80%).La quantité restante, appelée «profit oïl«, est partagée avec l’Etat. Un des enjeux de la négociation sera la détermination des parts de profit oïl revenant à l’Etat et à la compagnie.

Au tout début des PSC, les taux généralement pratiqués étaient de 80% pour l’Etat et 20% pour la compagnie. En tenant compte du cost oïl, la compagnie disposait de plus de 50% de la production les premières années. On ne peut cependant pas généraliser ces taux, dans la mesure où chaque négociation se solde avec des résultats différents.

Autres éléments des contrats Profit oïl et royalties ne sont pas l’unique source de revenus de l’Etat. Dans les deux types de contrats, celui-ci peut exiger le versement d’un bonus (à la signature du contrat, à la découverte et/ou à la production) ainsi que des redevances annuelles liées à la superficie de la concession. Mais, c’est l’impôt sur les bénéfices qui reste le principal complément de revenu.

Il est dans de nombreux pays, spécifique à l’amont pétrolier (souvent plus élevé). Le contrat stipule plusieurs éléments importants dont, le taux d’imposition, le périmètre de consolidation (par concession, gisement ou l’ensemble des activités dans le pays), ainsi que les éléments entrant dans la détermination du calcul du bénéfice imposable.

Par ailleurs, il est indiqué dans les contrats, les travaux et sommes auxquelles la compagnie s’engage à investir dans l’effort de recherche. Cela est régulièrement contrôlé par l’Etat ou la compagnie nationale .Que cela soit la concession ou le PSC, la compagnie pétrolière supporte 100% des coûts d’exploration, du développement et de l’exploitation. Notons que l’Etat dispose généralement d’une option de prise de participation au gisement. Si l’Etat l’exerce, il devra prendre part aux investissements de développement et aux frais d’exploitation. 

De nombreux pays, comme le Royaume-Uni, imposaient une participation maximale à hauteur de 51%. La volonté d’encouragement de l’exploration a contraint nombre d’entre eux à la diminuer dans de nombreux pays voire à la supprimer (Royaume-Uni). 

Rabah Reghis

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